Совершенствование систем защиты скважинного оборудо-вания от механических примесей-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефте

Совершенствование систем защиты скважинного оборудо-вания от механических примесей-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

Системы защиты скважинного оборудования от механических примесей можно разделить на несколько основных классов: скважинные фильтры, фильтры скважинных насосных установок, сепараторы механических примесей.
Каждая из этих систем имеет свои области применения, свои преимущества и недостатки.
Скважинные фильтры, простейшим видом которых является перфорированная часть обсадной колонны, обеспечивает минимальное поступление механических примесей из призабойной зоны пласта в скважину. В некоторых случаях применение обсадных колонн является нежелательным по технологии строительства скважины или по требованиям к условиям притока флюида из пласта. В этих случаях, а также при малой эффективности фильтрации пластового флюида зоной прфорации обсадной колонны, применяются скважинные фильтры.
Скважинные фильтры могут быть стационарными и извлекаемыми, могут устанавливаться в качестве хвостовика эксплуатационной колонны или на пакере в нижней части скважины.

Показываю чертеж Схемы размещения скважинных фильтров

Применение скважинных фильтров приводит к значительному снижению концентрации механических примесей в пластовом флюиде, поступающем на прием насосных установок, что повышает их надежность и наработку до отказа.
В настоящее время существует большое количество средств защиты скважинных насосных установок и, в первую очередь, ЭЦН от механических примесей, содержащихся в продукции скважин.
К ним относятся фильтры-насадки трубные, фильтры-входные модули, системы механической, гравитационной и магнитной очистки жидкости, приводные и пассивные сепараторы механических примесей.
Показываю чертеж Скважинные фильтры

Защита УЭЦН и другого скважинного оборудования от механических примесей разных пород при нефтедобыче достигается за счет применения фильтра - насадки ФНТ.
Фильтр - насадка ФНТ обеспечивает защиту УЭЦН от механических примесей, в том числе защиту скважинного насоса от выноса проппанта после гидроразрыва.
Работа фильтра - насадки ФНТ заключается в прохождении фильтруемой среды через щели фильтрующего элемента и, далее, через отверстия в перфорированной трубе во внутреннюю полость трубы, откуда фильтруемая среда через внутреннюю полость фильтра-насадки погружным УЭЦН к устью скважины.
Показываю чертеж Установка фильтров в скважине

В результате применения систем защиты скважинного оборудования от механических примесей произошло увеличение дебита скважины на 16,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 5452 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 4020,45 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от применения систем защиты скважинного оборудования от механических примесей в сумме 29,7 тыс. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения систем защиты скважинного оборудования от механических примесей.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
Вопрос 1. Для чего предназначены скважинные фильтры?
Скважинные фильтры предназначены для защиты скважинного оборудования, в первую очередь – скважинных насосных установок, имеющих подвижные детали и узлы – от механических примесей, которые выносятся из призабойной зоны пласта.

Вопрос 2. Преимущества щелевых фильтров?
• Фильтрующие элементы не засоряются, обеспечивая высокий ресурс работы;
• Низкий перепад давления при высоких расходных характеристиках;
• Возможность многократного использования.

Вопрос 3. Недостатки гравитационных сепараторов?
Главным недостатком гравитационных сепараторов является их низкий коэффициент сепарации, особенно плохо работают законы гравитационной сепарации в условиях вязкой нефти и газожидкостной смеси.

Вопрос 4. Способы эксплуатации скважин?
Фонтанный, газлифтный, штанговые насосы, электроцентробежные насосы.
ВВЕДЕНИЕ

Основу минерально-сырьевой базы Республика Калмыкия составляют топливно-энергетические ресурсы (нефть, газ, конденсат), строительные ма-териалы (песок, глина, камень-ракушечник), пресные и минеральные подзем-ные воды, агрохимическое сырье (калийные и каменные соли, доломиты), бишофитное сырье и другие.
Впервые комплексное геологическое картирование территории рес-публики с составлением карт геологической, гидрогеологической, геоморфо-логической, полезных ископаемых было проведено в 1960 году. Были выде-лены запасы нефти и газа на юго-востоке территории и западной части рес-публики, запасы йодо-бромных вод, поваренной и калийной соли - на севере.
Калмыкия относится к регионам с доказанной промышленной нефтегазонос-ностью и является высокоперспективной территорией для поисков место-рождений нефти и газа как на суше, так и на прилегающей акватории Кас-пийского моря.
Начальные ресурсы Республики оцениваются в 2,81 млрд тонн нефти и газа. Но при этом разведана только малая ее часть, всего около 3% от всех ресурсов. В Калмыкии имеются 40 месторождений нефти и газа с общими запасами 64 млн тонн, при этом остаточные извлекаемые запасы — менее 10 млн тонн, что на порядок ниже, чем в соседних регионах. То есть реальные возможности по добыче нефти и газа у нас ограничены. Все месторождения Калмыкии — мелкие и находятся на последних стадиях разработки, т.е. 70 и более процентов запасов выработаны и добыча падает. Без открытий новых месторождений и прироста запасов по имеющимся рост добычи весьма за-труднителен.
Основные перспективы связаны с глубокозалегающими пластами При-каспийской впадины, в тех же геологических условиях открыты крупные и гигантские месторождения нефти и газа в соседних регионах (Тенгиз, Каша-ган, Карачаганак, Астраханское газоконденсатное месторождение). Эти за-лежи находятся на глубинах более 5 километров, что резко повышает стои-мость и сложность геологоразведочных работ.
Топливно-энергетические ресурсы. Современная нефтегазодобываю-щая промышленность Калмыкии базируется преимущественно на месторож-дении кряжа Карпинского, приуроченных к мезозойному нефтегазоносному этажу. Однако, основные перспективы нефтегазоносности связываются с под-солевым палеозоем, промышленная нефтегазоопасность которого доказана открытием в смежных областях Прикаспийской впадины крупных месторож-дений. На высокие перспективы Калмыцкого прикаспия указывает и огром-ная мощность осадочной толщи, достигающая 20 км в осевой части Сарпин-ского мегапрогиба. К числу высокоперспективных следует отнести и палео-зойские отложения кряжа Карпинского, имеющих мощность до 10-20 км, и промышленно нефтегазоносных в смежных областях Днепровско-Донецко-Припятского авлакогена.
Начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов Республики Калмыкия оцениваются в 19,843 млрд.т. условного топлива (УТ), в том числе жидких - 8,207 млрд.т. и газа - 11,635 трлн. куб.м. Из них по Калмыцкой ча-сти Прикаспийской нефтегазоносной провинции НСР - 14,243 млрд.т. УТ в том числе жидких - 5,905 млрд.т. и газа - 8,338 трлн.куб.м. По кряжу Кар-пинского и северному борту Восточно-Маныческого прогиба начальные суммарные ресурсы оцениваются 5,599 млрд.т.УТ, в том числе жидких - 2,303 млрд.т. и газа - 3,297 трлн.куб.м.
В соответствии с количественной оценкой нефтегазоносности 1996 года (данные ГНЦ-ВНИИгеосистем) прогнозные ресурсы УВ в республике оцене-ны в 5,46 млрд.т.УТ
Сейсморазведкой ОГТ подготовлены к поисковому бурению 62 струк-туры с прогнозными ресурсами нефти и газа 877,258 млн.т.УТ (балансовы-ми) и 307,040 млн.т.УТ (извлекаемыми с К изв- 0,35 по нефти и 0,9 по газу). По Прикаспийской впадине подготовлено к поисковому бурению 34 струк-туры с прогнозными ресурсами категории Д0 (С3)-819,7 млн.т.УТ, в том числе по газу подготовлено 29 структур с прогнозными ресурсам и - 700/630 млрд.куб.м и по нефти подготовлено 5 структур с прогнозными ресурсами 119,820/35,856 млн.т. По кряжу Карпинского подготовлено к поисковому бурению 28 структур с прогнозными ресурсами категории Д0 (С3)- 57,573/27,247 млн.т.УТ в том числе по газу подготовлено 8 структур с про-гнозными ресурсами - 13,/11,6 млрд.куб.м и по нефти подготовлено 20 структур с прогнозными ресурсами 44,655/15,621 млн.т. В целом по газу сейсморазведкой ОГТ подготовлено к глубоком у поисковому бурению 37 перспективных структур с общими запасами категории Д0 (С3)- 712,783/641,504 млрд.куб.м., в том числе по Прикаспию 700/630 млрд.м3 и кряжу Карпинского 8 структур - 12,918/11,626 млрд.м3
Степень изученности Республики Калмыкия глубоким бурением невы-сокая и составляет 7,7 м/км2. Здесь пробурено 582640 пог.км скважин на площади 75,9 тыс. м2 глубиной от 1000 до 500 м. Вместе с тем на глубину ниже 4500 м пробурено всего 450 скважин и по ним пройдено 17372 м, что составляет 0,5 скв на 1 тыс.м2 и 0,23 м на 1 км2, изученность сейсморазвед-кой ОГТ составляет 0,4 пог км на 1 км2, что на порядок ниже изученности территорий сопредельных краев и областей. Степень разведанности началь-ных потенциальных ресурсов в целом составляет 0,5%, однако, если потен-циальные ресурсы кряжа Карпинского разведаны на 1,6%, то перспективные основные районы юго-западной части Прикаспийской впадины (восточные и северные районы) разведаны только на 0,05%, в том числе по нефти разве-данность составляет - 1,0% , по газу - 0,13%.
Всего на территории Республики Калмыкия числится 39 местонахож-дений углеводородного сырья, в том числе 18 нефтяных, 10 газовых, 6 нефтегазовых и 5 нефтегазоконденсатных.
Добыча нефти ведется на 23 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазокон-денсатных месторождений. Первоначальные балансовые запасы по этим ме-сторождениям составляли 633378 тысм.т., извлекаемые запасы составляли 21462 тыс.т. За период эксплуатации добыто 129356 тыс.т. Остаточные запа-сы по состоянию на 01.01.2000г. составляют: балансовые - 50452 тыс.т., из-влекаемые - 8526 тыс т.
В нераспределенном фонде числятся 5 небольших месторождения с ба-лансовыми запасами 3591 тыс.т. и извлекаемыми запасами 481 тыс.т.
Запасы природного газа числятся по 17 месторождениям, в т.ч. по 10 газо-вым, 4 - газонефтяным и нефтегазовым и 3-м нефтегазоконденсатным с об-щим объемом 14506 млн. м3.
В эксплуатации находятся 9 газовых и нефтегазовых месторождений. Первоначальные балансовые запасы их составляют 12376 млн.м3. За период эксплуатации из них добыто 6039 млн.м3. Остаточные запасы составляют 2998 млн.м3. Запасы свободного газа категории А+В+С1 по 10 месторожде-ниям, находящихся в нераспределенном фонде составляют 2115 млн. м3. , по категории С2-316 млн. м3.
Добыча нефти за 2012 год составила 272 тыс.т. газа -48 млн. м3. Мине-рально-сырьевой комплекс, в частности топливно-энергетические ресурсы валяются основой экономики Республика Калмыкия.
К Российскому сектору Каспийского моря прилегают территории Рес-публика Калмыкия, Дагестан и Астраханская область. Это весьма перспек-тивный в нефтегазоносном отношении регион.
Общая площадь мелководной и неразведанной зоны морского дня Каспийского моря, примыкающего к территории Республика Калмыкия в Российском секторе Каспийского моря, где проводятся геолого-географические работы составляют 80 тыс.км2.
Для Российской части Каспийского моря плотности прогнозных ресур-сов по категории Д2 оценивались от 10 до 32 тыс.т. на 1м2. Рассчитанные на этой основе прогнозные ресурсы мезозойско-кайнозойского комплекса со-ставили 1495 млн.т.УТ. По оценке специалистов Комитета природных ресур-сов по Республика Калмыкия, прогнозные ресурсы могут быть существенно повышены, если в рассмотрение включить следующие факторы:
· увеличенная мощность нижнемеловых и юрских нефтегазоносных от-ложений в северо-западной части моря, прилегающей к Калмыкии и Астра-ханской области;
· вероятное развитие рифовых построек в нефтекумских известняках на продолжении Кумо-Манычского прогиба.
С учетом указанных факторов, потенциальные ресурсы российского сектора Каспия могут превысить 2 млрд. т.УТ.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика фонда скважин

На 2013 год характеристика фонда скважин по Олейниковскому месторождению составила: эксплуатационный фонд - 31, по способам эксплуатации: фонтанных - 3; газлифтных нет; ШСНУ - 28, действующих 28, бездействующие - 3, в консервации нет; контрольных - 2; нагнетатель-ных нет; поглощающих для сброса сточных вод - 5; в ожидании лик-видации нет, ликвидированы после эксплуатации - 27.
Нефтяная залежь I блока эксплуатировалась 13 скважинами, из них 3 скважины фонтанные No139, 248, 252.
Скважина No 139 отделена от остальных скважин разрывным нарушением, абсолютная отметка фильтра 969 – 975 м, газовый фактор 40 м3/т, обводненность 90 %, дебит по жидкости 84 м3/сут, по нефти 7 т/сут. С увеличением обводненности скважина начала периодически са-мозадавливаться, увеличилось время простоя скважины. Протяженность нефтепровода до трапной установки 1 км, а так как содержание парафина и смол достигает до 9% давление в нефтепроводе поднялось до 1 МПа. Пери-одические тепловые обработки давали кратковременный эффект. Поэтому принято решение обвязать данную скважину на отдельную емкость с целью снижения противодавления на пласт и лучшего выноса воды. В течении 8 месяцев скважина работает без единой остановки, обводненность 85 %, дебит по жидкости 95 м3/сут, по нефти 11,8 т/сут. Дополнительно добыто нефти за 8 месяцев 1152т.
В скважине 252 с целью снижения обводненности были изолиро-ваны интервалы с абсолютными отметками 960 – 961 м и 965 – 958 м. Перфорирован интервал 956 – 958 м в результате проведенных работ дебит скважины по нефти увеличился с 0,4 до 5,1 т/сут.
Газовый фактор в течении года постепенно снижался и в ноябре составил 35 м3/т, пластовое давление в течении года практически не ме-нялось, осталось примерно на уровне прошлого года - 10,05 – 10,08 МПа. Однако обводненность постепенно увеличилась и достигнув кри-тического значения 99 % скважина начала самозадавливаться. Проведен-ные изоляционные работы позволили снизить обводненность до 87 % и таким образом получить прирост добычи до 4,7 т/сут.
Скважина 248 в течении I квартала работала с высокой обводнен-ностью до 99 %, газовый фактор 35 м3/т, пластовое давление не снижа-лось и составило 10,05 МПа. Дебиты колебались от 1,5 до 2 т/сут. Од-нако скважина периодически самозадавливается и в целом простои за три месяца составили 12 дней. С целью снижения обводненности продук-ции были произведены изоляционные работы.
Прикровельная часть пласта изолированна и вскрыта середина пласта с абсолютными отметками 956 – 958 м. Результатом работы стало снижение обводненности до 84 %, дополнительно добыто нефти за ме-сяц 400 т, среднесуточный дебит по нефти 13 тонн.
Таким образом, причина остановки скважин фонтанного фонда одна, это увеличение обводненности, и, как следствие, увеличение забойного дав-ления.
Критическое значение обводненности по I блоку 98–99 % при таком значении скважины начинают самозадавливаться. Одно из мероприятий по снижению обводненности в ОАО “ЛУКОЙЛ-Астраханьнефть” проведение изоляционных работ с последующим переводом скважины на фонтанный отбор. В 2012 году скважины No 139, 248, 252 Олейниковского место-рождения были переведены на данный режим работы с суточным отбо-ром 100 – 120 м3/сут. В результате наблюдалось снижение обводненности с 98 – 99 % до 84 – 85 %.
В таблице 2.1 представим технологический режим работы фонтан-ных скважин I блока Олейниковского месторождения.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения систем защиты скважинного оборудования от механических примесей произошло увеличение дебита скважины на 16,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 5452 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 4020,45 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от применения систем защиты скважинного оборудования от механических примесей в сумме 29,7 тыс. руб. Фактическая сумма при-были составила 47,6 млн. руб. и превысила сумму прибыли, получаемую до внедрения мероприятия на 42,9 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате внедрения мероприятия она выросла на 4020,45 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения систем защиты скважинного оборудо-вания от механических примесей.







ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Активная борьба с выносом песка привлекает все большее внимание в отрасли. Существенный рост цен на нефть и газ и уменьшающееся число но-вых крупных месторождений придают все больший смысл разработке оставшихся запасов старых месторождений и увеличивают их потенциаль-ную ценность. Операторы, старающиеся избежать рисков и высоких затрат, связанных с приращением запасов путем технологически сложной и дорого-стоящей разработки глубоководных и других труднодоступных объектов, считают восстановление продуктивности имеющихся активов особенно при-влекательным. Как следствие, компании, ранее больше старавшиеся изба-виться от объектов на поздней стадии разработки, вместо того, чтобы направлять свои силы на их восстановление, сегодня трудноизвлекаемые за-пасы в коллекторах, склонных к пескопроявлениям, могут счесть основным источником прироста запасов.
Интерес к борьбе с выносом песка также поддерживается информаци-ей о существенном приросте запасов за счет неконсолидированных песчаных коллекторов, приводимой в отчетах крупнейших компаний-операторов. Например, всего пару лет назад приблизительно треть добычи, осуществля-емой компанией ВР, приходилась на такие коллекторы. Ожидается, что к концу этого десятилетия на такие коллекторы будет приходиться почти по-ловина объема добычи этой компании.
Компания BP сочла это достаточно важным фактом и недавно органи-зовала программу технологического лидерства “Beyond Sand Control” для глобального решения проблемы борьбы с выносом песка на своих активах. Последние данные показывают, что внедрение оперативного мониторинга во время установки систем, которые, возможно, будут созданы в ближайшие не-сколько лет, и использование растущего отраслевого опыта в разработке и применении систем предотвращения выноса песка приведут к существенному снижению числа случаев повреждений таких систем. Следующим логичным шагом стало бы создание систем с возможностью мониторинга добычи, что-бы операторы могли узнать о перемещении частиц на вскрытой поверхности пласта или о наличии признаков забивания и очагов повреждения. Такие данные, получаемые в реальном времени, также могут использоваться для уточнения представлений о влиянии добычи на пласты и, следовательно, помощи в создании систем и методов для существенного увеличения срока эксплуатации скважины